Edición especial “Faja Petrolífera del Orinoco”

Caracas, Venezuela
Marzo 2010
año 6, número 17
www.venezuelagas.net
[email protected]
Boletín Informativo de la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas
Edición especial “Faja Petrolífera del Orinoco”
En esta edición
• Editorial
1
• La Faja del Orinoco
2
* Proyecto Carabobo - Resultados
6
• Junta Directiva AVPG 2008 - 2010
9
• Empresas e Instituciones Asociadas AVPG
9
Editorial
Con motivo del anuncio por parte del Ministro del
Poder Popular para la Energía y el Petróleo, Rafael
Ramírez Carreño, de los resultados del exitoso proceso de selección de socios para el desarrollo del
Área Carabobo, hemos estimado oportuno realizar
esta edición especial del Infogas sobre la Faja Petrolífera del Orinoco, con la finalidad de presentar una
reseña especial de tan relevante reserva de hidrocarburos.
Uno de los mayores retos más para estas empresas
será incrementar el factor de recobro de hidrocarburos a 20%, haciendo uso de producción en caliente
en etapas futuras del proyecto donde el gas natural
seguramente jugará un papel estelar.
Una vez más, la AVPG observa con satisfacción procesos como éste, que contribuyen a consolidar el
desarrollo de la industria de los hidrocarburos en Venezuela.
De acuerdo con estimaciones del Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, La Faja,
con sus 235.000 millones de barriles de crudo pesado y extra-pesado, tiene el potencial para apuntalar
la producción de petróleo del país de su nivel actual
a más de 4 millones de barriles por día en el año
2015 y a más de 6 millones para el 2021.
Ing. Sebastiano Rizzo Nervo
Presidente de la AVPG
En este sentido, iniciamos esta edición presentando
una descripción de la Faja, de los proyectos actuales
bajo empresas mixtas y de los diferentes bloques
en que fue dividida para llevar a cabo el proceso de
cuantificación y certificación de reservas bajo el Proyecto Orinoco Magna Reserva, haciendo énfasis en
el reciente proceso de selección de socios para el
desarrollo del Área Carabobo.
Las empresas que resultaron favorecidas Chevron,
Repsol, Petronas, ONGC, Oil Indian Limited, Indian
Oil Corporation, Mitsubishi, Inpex y la empresa venezolana Suelopetrol, trabajarán conjuntamente con
PDVSA para llevar adelante tan importantes proyectos para la nación.
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Faja Petrolífera del Orinoco
La acumulación de hidrocarburos pesados y extrapesados se ubican principalmente en 281 cuencas distribuidas en todo el planeta, siendo la cuenca oriental de
Venezuela, donde se encuentra la Faja del Orinoco, la
que ocupa el primer lugar, con 30% de recursos mundiales de este tipo de hidrocarburos, mientras que Canadá la secunda con 27% de los recursos.
Podemos decir entonces, que la Faja Petrolífera del
Orinoco, es la reserva de petróleo pesado y extra pesado más grande del mundo. La misma se extiende al sur
de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas, con
700 Km de longitud y entre 35 y 100 Km de ancho; cubre una extensión de 55.314 Km2 y un área de explotación actual de 11.593 Km2.
La Faja del Orinoco contiene alrededor de 1.360 millones de barriles de Petróleo Original en Sitio (POES), y
como reservas primarias se estiman 235.000 millones
de barriles de petróleo, reservas que están actualmente en cuantificación y certificación.
Este gran reservorio petrolero fue dividido en cuatro
grandes áreas, siendo éstas de oeste a este: Boyacá,
Junín, Ayacucho y Carabobo (antes denominas Machete, Zuata, Hamaca y Cerro Negro, respectivamente) y a
su vez segmentado en 29 bloques de 500 Km2 cada
uno aproximadamente, más dos áreas llamadas Boyacá Norte y Junín Norte.
El primer hallazgo de petróleo pesado en Venezuela
tuvo lugar en 1914 en el yacimiento Mene Grande en
la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, estado Zulia,
siendo ese crudo de 10,5º API. En la Faja de Orinoco
la gravedad mayormente oscila entre 7º y 10º API. El
departamento de Energía de EEUU define al petróleo
pesado, aquél que presenta gravedades API entre 10º
y 22,3º.
Operaciones en la Faja
Las Asociaciones Estratégicas que operaban en la Faja
del Orinoco antes de la nacionalización de 2007 eran:
Sincor (creada en 1993), Petrozuata (1993), Ameriven
(proyecto Hamaca, 1997), Operadora Cerro Negro
(1997) y Sinovensa (2001). Posteriormente, dichas
Asociaciones cedieron su mayoría accionaria al Estado, el cual tiene actualmente el control de la Faja.
Figura 1. Empresas Mixtas operativas actualmente en la Faja Petrolífera del Orinoco
Fuente: Pdvsa 2009 y edición propia.
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La última productora de Orimulsión
En abril de 2001 se firmó un acuerdo de cooperación
en materia de Orimulsión® entre BITOR y China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation (CNODC) filial de China National Petroleum Corporation (CNPC) bajo el cual se realizarían preinversiones para determinar la viabilidad del proyecto.
Ese mismo año, la Asamblea Nacional autorizó a Bitor
a constituir con CNODC una empresa denominada Orifuels Sinoven S.A (Sinovensa)
Más tarde, el Ministerio de Energía y Petróleo
(MENPET) con la finalidad de optimizar el valor del recurso natural y con la intención de utilizar el crudo extrapesado para mezclas, ordenó el 31 de diciembre de
2006 el cese de la producción de Orimulsión®
(Morichal, estado Monagas).
Empresas Mixtas
El 1ero de noviembre de 2007 fue publicado en Gaceta Oficial Nº 38.801, la aprobación de la Asamblea Nacional para la creación de las Empresas Mixtas que
operarían en la Faja del Orinoco, donde Pdvsa pasó a
tener control accionario:
Petrocedeño, S.A para operar el proyecto Sincor,
constituida por Pdvsa CVP (60%), Total Venezuela S.A
(30,32%) y Statoil Sincor Netherlands B.V (9,68%). El
decreto de transferencia del proyecto fue publicado en
Gaceta Oficial Nº 38.847 del 10 de enero de 2008.
Petropiar, S.A para operar el proyecto Hamaca, constituida por Pdvsa CVP (70%), y Chevron Orinoco Holdings B.V (30%), cuyo decreto de transferencia fue publicado en Gaceta Oficial Nº 38.846 del 9 de enero de
2008.
Petromonagas,S.A para operar el proyecto Cerro Negro, constituida por Pdvsa CVP (83,33%) y Veba Oel &
Gas Cerro Negro, filial de BP (16,67%), cuyo decreto
de transferencia fue publicado en Gaceta Oficial Nº
38.884 del 5 de marzo de 2008.
Petrosinovensa, S.A o Petrolera Sinovensa. Con
fecha 1ero de febrero de 2008, se publicó el decreto de
transferencia en la Gaceta Oficial Nº 38.863, con lo
cual se completó el proceso de constitución de Petrolera Sinovensa, S.A, para efectuar actividades de exploración y producción en el área de Carabobo, conformada por Pdvsa CVP (60%) y China National Petroleum
Corporation, CNPC Venezuela B.V (40%).
Las actuales Empresas Mixtas producen en la Faja del
Orinoco 722 MB/D de petróleo extrapesado, que representan después de su mejoramiento, 532 MB/D de petróleo de calidad entre 16º y 32º API. (ver figura 1)
Cabe señalar que en 2008, el vicepresidente de Exploración y Producción de Pdvsa, Luis Vierma, anunció la
creación de la División Faja integrada por tres Distritos:
Morichal, Múcura (incluye todas las operaciones que se
realizaban en el Dtto San Tomé Sur) y Cabrutica, al
que se le adosaron las operaciones de Petroanzoátegui (antes Petrozuata).
Marco Fiscal
En la actualidad, la actividad relacionada con crudos
extrapesados de la Faja está regulada por la Ley Orgánica de Hidrocarburos: ISLR 50%; Regalía 30% del
precio del crudo; Impuesto de extracción 3,33% del
precio del crudo e Impuesto de exportación 0,1% sobre
los ingresos brutos.
En cuanto a los compromisos con la sociedad figuran:
Impuesto de Ciencia y Tecnología, 2% sobre los ingresos brutos; Contribución al desarrollo social, 1% sobre
ingresos netos; e Impuesto Antidrogas, 1% sobre ingresos netos.
Proyecto Orinoco Magna Reserva
El proceso de cuantificación y certificación de reservas
de la Faja del Orinoco comenzó el 10 de agosto de
2006, cuando el presidente Hugo Chávez ordenó la
perforación del pozo Carabobo 1, en el bloque 1 del
área Carabobo, junto con los representantes de Petrobras y Pdvsa CVP. El 18 de septiembre Petropars de
Irán y Pdvsa CVP iniciaron la perforación en el bloque
7 de Ayacucho para continuar el proyecto.
Según información del presidente de Pdvsa Rafael Ramírez, para principios del año 2010, se había logrado la
certificación de reservas de 210 mil millones de barriles
de petróleo. Cuando concluya el proyecto denominado
Orinoco Magna Reserva en el tercer trimestre de 2010,
Venezuela habrá certificado la cifra de 235 mil 600 millones de barriles de crudo extrapesado, para un total
de reservas en Venezuela de 316 mil millones de barriles de petróleo que equivaldrán al 20% de las reservas
mundiales de petróleo.
Para llevar a cabo dicho plan, la Faja del Orinoco fue
dividida en 31 bloques, donde diversos países y múltiples compañías participan en diversas actividades:
cuantificación y certificación de reservas, exploración y
producción del petróleo, mejoramiento del mismo y su
posterior comercialización (ver figura 2.)
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Figura 2. Proyecto Orinoco Magna Reserva, PDVSA
Edición y actualización AVPG a febrero 2010
En el Congreso de Crudos Pesados celebrado en la
Isla de Margarita en noviembre 2009, el presidente de
Pdvsa Rafael Ramírez enfatizó que la Faja con sus reservas de crudo pesado y extrapesado, apuntalará la
producción de petróleo del país de 3 millones de b/d en
la actualidad a 4 millones 250 mil b/d en el año 2015 y
a 6 millones 862 mil b/d para el 2021.
A continuación, una breve reseña del estatus de los
Bloques:
BLOQUES EN BOYACÁ, POES: 489.000 millones de
barriles
BOYACÁ 1: El presidente Hugo Chávez les asignó a
los países de la Alianza Bolivariana para los pueblos de
Nuestra América (ALBA) el bloque Boyacá 1. En tal
sentido, crearán la empresa "gran nacional de energía,
petróleo y gas" a constituirse por un grupo de empresas
estatales de los países miembros (Antigua y Barbuda,
Saint Vicent y Granadinas, Cuba, Dominica, Nicaragua,
Bolivia, Ecuador y Venezuela).
BOYACÁ 2: En junio 2009, durante la VI Cumbre
de Petrocaribe, el Presidente Hugo Chávez, reservó la
explotación del campo petrolero Boyacá 2 a los socios
integrados de la alianza energética de Petrocaribe. Sostuvo que este campo tiene petróleo para
más de 100 años y propuso a los países asistentes
realizar próximamente una cumbre en esa zona petrolífera.
BOYACÁ 3: En diciembre 2009 Venezuela y China
firmaron un convenio para ejecutar un estudio de cuantificación y certificación de reservas petroleras en el
Bloque Boyacá 3. Asimismo, firmaron un acuerdo marco para crear una empresa mixta para la construcción
de una refinería en Cabruta, en el estado Guárico (400
MB/D de capacidad) que procesaría crudo de áreas de
Boyacá y del bloque Junín 8, y otra refinería en Jieyang, provincia de Guangdong, en China.
BOYACÁ 4: En el mes de septiembre de 2008 la empresa Sur Africana PETROSA firmó con Pdvsa un
acuerdo de estudio conjunto en este bloque.
BOYACÁ 5: Pdvsa y Petronas de Malasia firmaron en
febrero de 2008, un acuerdo para la cuantificación de
reservas de este bloque. Este bloque posee una extensión de 1.250 Km2, con reservas estimadas en 35.000
millones de barriles. La calidad del crudo está entre 5º
y 8° API, es decir, petróleo extrapesado.
BOYACÁ 6: En abril de 2008 se inició en el bloque
Boyacá 6, la cuantificación conjunta entre Pdvsa y la
petrolera Galp de Portugal, según convenio previamente firmado el 2 de octubre de 2007. Las perforaciones
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comenzaron 1 mes después.
BLOQUES EN JUNIN, POES: 557.000 millones de
barriles
JUNIN 1: Venezuela y Belarús (Bielorrusia) realizarán
inversiones por US$ 8.000 millones en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) durante los próximos 25 años. Se
tiene planificada la extracción de 200 MB/D de crudo
en este bloque, así como la construcción de un Mejorador para procesar este crudo.
Cabe señalar que Pdvsa EyP División Faja, firmó la
transferencia oficial de los campos operacionales Ostra
y Oritupano Norte a la empresa mixta Bielovenezolana,
creada en 2007 por Pdvsa y la Estatal Unitaria Asociación de Empresas Productoras Belorusneft de Belarús.
Dichos campos pertenecían al Dtto San Tomé de la
División Faja, y mantenían una producción de 4,5 MB/D
de crudo mediano. Con las áreas Ostra y Oritupano
Norte, la empresa bielorrusa suma un total de tres campos en la Faja Petrolífera del Orinoco, junto a Guara
Este, transferido inicialmente durante la firma del convenio bilateral entre ambas naciones. (PDVSA, diciembre 2009).
JUNIN 2: La Asamblea Nacional aprobó la conformación de una empresa mixta entre Pdvsa (60%) y Petro
Vietnam (40%) para la explotación y mejoramiento de
las reservas de este bloque. El proyecto incluye un Mejorador. Producción estimada: 200 MB/D, inicio de producción: 2011. Destino del crudo: Refinería en Vietnam.
Pago de bono: entre US$ 500 y 600 millones.
JUNIN 3: La empresa rusa Lukoil informó en diciembre
2008 que emprendería el proyecto Junín 3 en solitario
con el apoyo de Pdvsa. Sin embargo en enero 2010, el
presidente de Pdvsa Rafael Ramírez expresó su deseo
de creación de una empresa mixta con el Consorcio
constituido por Lukoil, Gazpromneft, TNK-BP y Surgoutneftgaz, para la producción y procesamiento del petróleo de este bloque.
JUNIN 4: Preacuerdo avanzado con la empresa china
CNPC para producir 400 MB/D. Incluye un Mejorador.
Destino del crudo: Refinerías en China.
JUNIN 5: Firmado un memorando de entendimiento
entre la empresa italiana ENI (40%) y PDVSA (60%)
para la constitución de una empresa mixta, para la exploración y producción inicial de 75 MB/D de crudo mejorado 16º API en el 2013, hasta llegar a 240 MB/D en
el 2016, con una inversión de US$ 8.300 millones y un
bono de participación de US$ 646 millones que ENI
debió cancelar para este proyecto.
Asimismo, se contempla la constitución de una empresa mixta de Refinación con capacidad para procesar
350 MB/D de petróleo. Dicha refinería con una inversión de US$ 9.300 millones, estará ubicada al norte
del estado Anzoátegui, en el Complejo José Antonio
Anzoátegui, y se alimentará por los 240 MB/D de Junín
5, más una corriente de 110 MB/D que se producen en
Petromonagas. Se prevé arranque de operaciones en el
2017. Asimismo, fue firmado un memorando de entendimiento para el desarrollo de una planta termoeléctrica
con más de 1.000 megavatios, la cual será construida
en el complejo Antonio José de Sucre en Güiria, estado
Sucre.
Inversión total del proyecto: US$ 18.700 millones. Área
Junín 5: 671 Km2 y POES 39,99 mil millones de barriles.
JUNIN 6: El Consorcio Petrolero Nacional de Rusia
(CNP) constituido por Rosneft, Lukoil, Gazpromneft,
TNK-BP y Surgutneftegaz (40%) trabajarán en conjunto
con Pdvsa CVP (60%) para la exploración y producción
de petróleo de este bloque (448 Km2 y POES: 52,7 mil
millones de barriles) con una inversión aproximada de
US$ 18.000 millones, y un pago de US$ 1.000 millones
como bono de entrada al proyecto.
El acuerdo también prevé que estas compañías otorguen un financiamiento a Venezuela por US$ 2.200
millones, préstamo que deberá pagarse en un plazo de
7 años con una tasa de interés de 7,4% anual. Adicionalmente se le concedió a Rusia la ventaja de que podrá exportar al país bienes y servicios hasta por US$
6.400 millones de dólares. La producción máxima estimada de esta empresa mixta es 450 MB/D de petróleo
extrapesado a partir del año 2017. El proyecto incluye
un Mejorador. Destino del crudo: Mercado internacional.
JUNIN 7: En agosto 2009 finalizó la fase de cuantificación del bloque Junín 7, estudio realizado por Pdvsa
CVP en conjunto con la empresa petrolera española
Repsol YPF y la participación de la empresa certificadora Ryder Scott: el cálculo del POES (Petróleo Original
en Sitio) fue estimado en 30.400 millones de barriles.
Los cálculos estuvieron basados en información de 5
pozos perforados en la década de los 80, adquisición
de nueva sísmica 2D durante el año 2007, 5 nuevos
pozos perforados entre los años 2008 y 2009 y 460 pies
de núcleo. Este bloque posee una extensión de 502
Km2 y una calidad de su crudo entre 7º y 8º API.
JUNIN 8: En diciembre 2009, Caracas y Pekín firmaron
un "acuerdo marco para construir y administrar una empresa mixta de producción de hidrocarburos en el bloque Junín 8" de la Faja del Orinoco, con "el objeto de
producir 200 MB/D de crudo extrapesado", según información oficial. (ver información adicional en el bloque
Boyacá 3).
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JUNIN 10: Pdvsa anunció que desarrollará con esfuerzo propio el bloque Junín 10, ante la ausencia de un
acuerdo con las petroleras Statoil de Noruega, y Total
de Francia. El bloque tiene una extensión de 583 Km2 y
29 mil millones de barriles de POES, con un factor de
recobro estimado en 20 por ciento mediante recuperación mejorada de crudos con inyección de vapor. El
plan de Junín 10 está diseñado para una producción
entre 200 y 300 MB/D de crudo extrapesado y la construcción de un Mejorador que transformaría este crudo
de 8,5º a 35,7º grados API, según información dada en
enero 2010, con una inversión prevista de US$ 25 mil
millones, aunque las empresas Total y Statoil habían
manifestado no incluir el Mejorador en su propuesta.
JUNIN 11: En el año 2009 el presidente Chávez invitó
a Japón a participar en el desarrollo del bloque Junín
11, cuyas reservas se estiman en 30.000 millones de
barriles. Los socios serían Inpex, Mitsubishi Corporation y Jogmec. Producción de crudo: 200 MB/D. Inversión aproximada: US$ 8.000 millones. No se conoce
estatus de esta negociación.
JUNIN NORTE: En el año 2006, la empresa ONGC de
la India, fue la segunda empresa que inició operaciones
en la Faja, y centró operaciones en la zona norte de
Junín. En abril 2008 Pdvsa CVP y la trasnacional
ONGC Videsh Ltd (OVL) suscribieron el contrato para
la constitución de la empresa mixta Petrolera IndoVenezolana S.A., para la exploración, extracción, recolección, transporte y almacenamiento de crudo y gas natural asociado en el campo San Cristóbal (160,18 Km2)
ubicado en Junín Norte, entre Guárico y San Cristóbal.
BLOQUES EN CARABOBO, POES: 227.000 millones
de barriles
La ronda contempló la construcción de Mejoradores de
crudo pesado en el municipio de Soledad, estado Anzoátegui, con capacidades de aproximadamente 200
MB/D.
El Bloque Carabobo está conformado por tres grandes
subproyectos con capacidad de producción de entre
400 y 480 mil barriles diarios cada uno.
Para la ejecución de estos proyectos se conformarán
empresas mixtas, en las cuales Petróleos de Venezuela
tendrá 60% de participación, es decir que mantendrá el
control operativo del proceso.
A su vez los tres subproyectos están integrados en siete bloques divididos en:
a) Proyecto A, conformado por los bloques Carabobo 1
Central y Carabobo 1 Norte
b) Proyecto B, compuesto por los bloques Carabobo 2
Norte y Carabobo 4 Oeste, y
c) Proyecto C, que lo configuraron los bloques Carabobo 2 Sur, Carabobo 3 Norte y Carabobo 5. (ver figura
3).
Para el despacho del crudo Pdvsa construirá, por cuenta propia o en asociación con sus socios, la infraestructura necesaria para el despacho de crudo en Araya,
estado Sucre. Este terminal tendrá una capacidad inicial para 800 mil barriles diarios de petróleo. También
se construirán aproximadamente 400 kilómetros de
oleoductos de 42 pulgadas.
Los primeros barriles se extraerían en 2012-2013,
mientras que los Mejoradores deberán estar construidos entre 2016 y 2017.
Inversiones estimadas: Está previsto que se necesiten entre 10.000 y 20.000 millones de dólares para desarrollar cada proyecto. Sólo el mejorador cuesta entre
6.500 a 12.000 millones de dólares.
Proyecto Carabobo:
Siete (07) bloques de crudo pesado
del área de Carabobo en la Faja del
Orinoco fueron ofrecidos a 21 empresas. Cuatro de estos bloques de Carabobo ya habían sido certificados por
Pdvsa y Petrobras de Brasil.
Entre las empresas interesadas figuraron: la británica BP, Chevron, Shell,
las chinas CNPC y Sinopec, Ecopetrol,
ENI, Galp, las japonesas Inpex, Jogmec y Mitsubishi, la india ONGC, Petrobras, Petronas, Statoil, Total, un
consorcio ruso y la compañía venezolana Suelopetrol.
El paquete de información de datos
fue vendido por PDVSA por US$2 millones.
Figura 3. Bloques del Proyecto Carabobo
Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, 2009
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Marco Fiscal: La tasa de Impuesto Sobre la Renta aplicable (ISLR) es de 50%. En cuanto a la Regalía, ésta
podrá bajar de 30% hasta 20%, si se estima que el proyecto no pueda recuperar sus inversiones en 7 años.
Más otros aplicables.
Arbitraje: El arbitraje internacional sólo está previsto
para resolver las controversias en torno al financiamiento de los proyectos.
Empresas seleccionadas
Bloque Carabobo 1: conformado por Carabobo 1 central y Carabobo 1 Norte, fue adjudicado al consorcio
liderado por Repsol de España (11%); que incluye a la
estatal Petronas de Malasia (11%); a la estatal petrolera de la India Oil and Natural Gas Corporation (ONGC),
11% y las petroleras Oil Indian Limited (3,5%) y la Indian Oil Corporation (3,5%), igualmente de la India. En
la empresa mixta Pdvsa tendrá la mayoría accionaria
(60%).
Producción estimada: 400 MB/D de crudo XP.
Construcción de Mejorador en Soledad, estado Anzoátegui.
Destino del crudo mejorado: mercado internacional.
Bono de entrada: US$ 1050 millones y Financiamiento
a Pdvsa: US$ 1050 millones.
Destino del crudo mejorado: mercado internacional
Bono de entrada: US$ 500 millones y Financiamiento a
Pdvsa: US$ 1000 millones.
Bloque Carabobo 2: No recibió ofertas, quedando reservado para PDVSA, o para una adjudicación futura.
Las petroleras que participaron en el proyecto Carabobo podrán anotarse en libros su parte de las reservas
de crudo pesado, pero no utilizarlas como garantía para
endeudamiento.
En el anuncio de las adjudicaciones, el Presidente de
Pdvsa Rafael Ramírez, explicó que en Carabobo 1 y 3
se prevé que el factor de recuperación del petróleo original en sitio, será de 20%. "Estas son unas empresas
mixtas que van a tener un período de funcionamiento
de 25 años hasta 40 años. De aquí hasta allá todos los
factores varían, estamos calculando con base en 20%
el factor de recobro”.
Sin duda alguna, este aumento del factor de recobro
será uno de los retos más importantes que tengan que
enfrentar las empresas mixtas a ser formadas. Para ello
será necesario utilizar métodos de producción en caliente en etapas futuras de los proyectos, donde se espera que el gas natural por
su papel de combustible limpio jugará un papel estelar.
Inversiones. El Ministro Rafael Ramírez también informó que el monto total de la
inversión extranjera en los
bloques de Junín y Carabobo ascendería a 80 mil millones de dólares (US$ 80.000
millones), de los cuales 50
mil millones se darán en los
proyectos en Junín, y 30 mil
millones de dólares en los
dos bloques de Carabobo.
Figura 4. Empresas seleccionadas en Bloques Carabobo 1 y 3
Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, 2009
La firma de los acuerdos
está pautada para el próximo
25 de marzo.
Bloque Carabobo 3: conformado por Carabobo 2 Sur,
Carabobo 3 Norte y Carabobo 5, fue adjudicado al consorcio liderado por Chevron de EEUU (34%), que incluye a Mitsubishi (2,5%) e Inpex (2,5%) de Japón; y Suelopetrol, de Venezuela (1%). En la empresa mixta
Pdvsa tendrá la mayoría accionaria. (60%).
Producción estimada: 400 MB/D de crudo XP.
Construcción de Mejorador en Soledad, estado Anzoátegui.
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BLOQUES EN AYACUCHO, POES: 87.000 millones
de barriles
AYACUCHO 2: En el bloque 2 del área Ayacucho, se
inició el 18 de febrero de 2008 el estudio de cuantificación de reservas entre PDVSA y la empresa Rusa TNKBP, honrando así lo que previamente se había suscrito
entre las partes el 26 de octubre de 2007.
AYACUCHO 3: Durante el mes de julio de 2008 en el
marco de una gira encabezada por el presidente de
Venezuela a Rusia, se suscribió un acuerdo para la
ejecución de un estudio de cuantificación de reservas
en el Bloque Ayacucho 3 entre PDVSA y la empresa
Rusa GAZPROM.
AYACUCHO 5: El presidente Chávez invitó a Ecuador
y Chile a participar en el desarrollo del bloque Ayacucho 5 en la cuantificación y certificación de sus reservas. En tal sentido, en agosto 2008 los mandatarios
Chávez y Correa inauguraron el respectivo bloque.
AYACUCHO 6: En febrero 2007, el presidente de Venezuela y el de Argentina Néstor Kirchner dieron inicio
a la perforación en el bloque Ayacucho 6, dado un memorando de entendimiento suscrito entre Pdvsa y las
empresas estatales Energía de Argentina (Enarsa) y
Administración Nacional de Combustible, Alcohol y Portland (Ancap) de Uruguay.
La perforación del pozo MFD-29E, en la localización
MFD-AJ (A6-04), se realizó en el bloque Ayacucho 6, el
cual tiene una extensión de 477 Km2 y está situado a
95 Km. de la población de San Tomé, estado Anzoátegui.
AYACUCHO 7: En el año 2005 Pdvsa y Petropars de
Irán suscribieron un acuerdo para la cuantificación y
certificación de las reservas del bloque 7 de Ayacucho.
Poco más tarde, en septiembre de 2006, los presidentes Hugo Chávez y Mahmoud Ahmadineyad dieron inicio a las actividades mediante la perforación del pozo
MFK-4E del campo Kuricapo, del respectivo bloque.
¿El futuro de Venezuela está en la Faja?
En enero 2010, el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) informó que en la Faja del río Orinoco en
Venezuela yace una de las más grandes reservas de
petróleo del mundo, calculada en unos 513.000 millones de barriles de crudo pesado que podrían ser extraídos. “Eso sería casi el doble de las reservas probadas
de Arabia Saudita, el mayor productor de crudo del
mundo” apuntó
Chris Schenk, geólogo del USGS, afirmó además que
no se basaba en las reservas estimadas, sino en la
cantidad de petróleo que es técnicamente recuperable
“con la tecnología que nosotros conocemos hoy. Estamos diciendo que son técnicamente recuperables, pero
no necesariamente económicamente recuperables
hoy”, acotó Schenk en una entrevista telefónica desde
Denver.
Fuentes consultadas:
Petróleos de Venezuela, PDVSA
Agencias internacionales de Noticias
Agencia Bolivariana de Noticias (ABN)
Prensa Nacional diversa
Tópicos Petroguía – La Faja del Orinoco, en el contexto
Energético Mundial
Realizado por :
Ing. Noris Gómez
Figura 4. Proyecto Faja del
Orinoco. Desarrollo de la
Infraestructura.
Fuente: PDVSA, 2009
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66 Empresas e Instituciones Asociadas AVPG. Marzo 2010
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Atlántida Socotherm
Baker Energy de Venezuela
Baker & McKenzie
Banco Mercantil
BASF
Bureau Veritas de Venezuela S.A.
Chevron Corporation
Confurca
Consorcio SGF, C.A.
Domegas
Dow Venezuela
Dresser Rand de Venezuela
Econoinvest
Emerson Electric
Energing Gas y Electricidad
E & M Solutions
Ernst & Young
Espiñeira, Sheldon & Asoc.
Fluor Venezco
Grupo KC
Hoet Peláez Castillo & Duque
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Holanda Venezuela
Imosa
Inepetrol
Invensys Systems Venezuela
IPD Latin America
Jantesa
KPMG
Lindsay C. A.
Macleod Dixon
Mitsubishi Venezolana
Mitsui de Venezuela
Otepi
Oterca Maquinarias
Parra Perozo Ingeniería
Pdvsa Gas
Pequiven
Repsol YPF
Santiago Puig & Asociados
Schlumberger Venezuela.
Shell Venezuela
Siemens
Skanska
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Squire Sanders & Dempsey
Statoil
GDF SUEZ - Global Gas & LNG, Ltd
Teikoku Oil & Gas Venezuela
Termaq
TDW Services Latinoamericana, C.A.
TMC Venezuela
Torres Plaz Araujo
Total
Universidad Central de Venezuela
Universidad de Carabobo
Universidad de Oriente
Universidad de Los Andes
Universidad del Zulia
Universidad Simón Bolívar
Urdaneta Gazprom
Venequip
Venezolana de Desarrollos (VENDES)
Vepica
Ven Tecna
Ypergas
Y&V Ingeniería Construcción
Junta Directiva AVPG 2008 - 2010
Cargo
Nombre
Empresa
Cargo
Nombre
Empresa
Presidente
V.P. Institucional
V.P. Técnico
Director Tesorero
Director Secretario
Pres.Cons.Consult.
Director
Director
Director
Director
Director
Director
Sebastiano Rizzo
Luis Alberto Terrero
Carlos Cámera
Miguel Salazar
Fernando M. Fernández
Nicolás Bracho
Tito Bonadonna
Manuel Menéndez
Leopoldo Olavarría
Jacinto Colmenares
Francisco Sánchez
Carlos Chacín
AVPG
Vendes, C.A
Fluor Venezco
PricewaterHouseCoopers
Baker & McKenzie
Dow
Otepi
Vepica
Macleod Dixon
Tecnoconsult
Inepetrol
Grupo KC
Director
Director
Director
Director
Director
Director
Director
Director
Director
Director
Director
Direct.Ejecutiva
Oscar Fariña
Polia de Sáez
Freddy Salas
María Nelly Paparoni
Ramiro Páez
Luisa Cipollitti
Luis Eduardo Niño
Noel Kotorowych
Antonio Ramírez
Alfredo Urdaneta
Eudis Prieto
Nancy América Pérez
Pdvsa Gas
Pequiven
Pequiven
Statoil
Repsol YPF
G.E. Termaq
TMC Venezuela
Petrobras Energía Venezuela
KPMG
Mitsubishi
Ypergas
AVPG
Producción Ejecutiva: Noris Gómez y Nancy América Pérez
Todos los derechos reservados
Asociación Venezolana de Procesadores de Gas
Depósito Legal Nro. ppx200503CS402 ISSN: 1856 - 2841
Multicentro Empresarial del Este, Torre Libertador, Núcleo A, piso 15, oficina A-153 b, Av. Libertador, Chacao.
Caracas, Venezuela.Telfs: (58-0212) 266.88.31, 266.89.53
Fax: (58-0212) 262.21.34
“La gente del Gas Natural y sus productos derivados”
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